Nicolai Herrmann
Die Erwartung ist, dass einerseits EEG-Anlagen in absehbarer Zeit von zusätzlichen Strommarkterlösen neben der Ausschreibungsvergütung profitieren. Andererseits – und dies bedeutet eine „Zeitenwende“ – ermöglichen attraktive Strommarkterlöse in Kombination mit langfristigen Stromabsatzverträgen (PPA) perspektivisch auch die Realisierung von Projekten gänzlich ohne eine staatlich garantierte Vergütung (sogenannte „Merchant Projekte“). Diese energiewirtschaftlichen Potenziale gilt es mithilfe von Szenarien zur zukünftigen Entwicklung des Strommarkts zu bewerten und zu nutzen.
Historische Marktwerte für PV – starker Anstieg seit Mitte 2018
Der Referenzmarktwert für PV-Projekte ist der Wert, den das gesamte deutsche PV-Portfolio im Schnitt durch die Vermarktung seiner stundenscharfen Stromproduktion im Stromgroßhandel (EPEX Spot) in einem Monat erreicht. Der Referenzmarktwert wird in ct/kWh angegeben und errechnet sich aus dem Strompreis der jeweiligen Stunde multipliziert mit der Einspeisemenge an PV-Strom in dieser Stunde; diese Erlöse werden monatlich gemittelt. So entsteht bei der Berechnung des Monatsmarktwertes eine Gewichtung des erzielten Preises mit der tatsächlichen Einspeisemenge. Der spezifische Marktwert für PV-Anlagen liegt im Sommer bei starker Sonneneinstrahlung und somit einer größeren Energieproduktion aus PV-Anlagen daher meist leicht unterhalb des mittleren Strompreises an der Börse, während in den Winterstunden mit einer geringen Sonneneinstrahlung der Marktwert, also der Wert des PV-Stroms in diesen Zeiträumen höher liegt als der mittlere Börsenstrompreis. Außerdem atmet der Marktwert natürlich mit dem absoluten Strompreisniveau. Der historische Verlauf dieser Monatsmarktwerte für PV im deutschen Strommarkt seit 2012 sieht wie in der oberen Grafik aus.
Saisonalität der PV-Marktwerte
Ersichtlich ist eine gewisse Saisonalität der PV-Marktwerte, die sich aufgrund der oben beschriebenen Gewichtung der Solarproduktion und ihrer Gleichzeitigkeit im Tages- und Jahresverlauf ergibt. Außerdem ist aus der Marktwertentwicklung der historische Verlauf der Großhandelsstrompreise ablesbar: sie fielen relativ stetig ab 2012 bis etwa Mitte 2016. Besonders seit Mitte 2018 ist eine deutliche Erholung zu beobachten, welche sich vor allem durch deutlich angestiegener CO2-Zertifikatepreise begründen lässt. Seit August 2018 liegt der Monatsmarktwert für PV bei deutlich über 5 ct/kWh.
Upside-Potenzial für große PV-Anlagen im EEG und außerhalb
Bei einem Blick auf die Ergebnisse der letzten PV-Freiflächenauktionen wird klar, dass bereits heute Freiflächen-Projekte am Markt sind, die mit rund 4 ct/kWh Vergütung auskommen. Dies liegt auf der einen Seite an sinkenden Investitionskosten, auf der anderen Seite jedoch auch an der Einberechnung von wirtschaftlichen Updsidepotenzialen, also Zusatzerlösen, die im Betrieb der Anlagen aus dem Strommarkt erwartet und daher in das Gebot eingepreist werden können.
EEG-Marktprämienmodell
Die Grundlage dieser Zusatzerlöse ist das EEG-Marktprämienmodell: es gleicht die Differenz zwischen anzulegendem Wert (EEG-Gebotspreis) und Marktwert (Erlös aus der Stromvermarktung basierend auf dem monatlichen Referenzmarktwert) in der verpflichtenden Direktvermarktung aus. Ist diese Differenz positiv (Marktwert < Vergütung), so wird sie in Form der Marktprämie als Förderung ausgezahlt. Ist die Differenz negativ (Marktwert > Vergütung), so bekommen Erzeuger keine Marktprämie ausbezahlt, erhalten jedoch den höheren Marktwert; dieser Mehrerlös oberhalb des Zuschlags wird nicht abgeschöpft. Für den fiktiven Fall eines PV-Gebotes von 4 ct/kWh würde sich in Bezug auf die historischen Marktwerte wirtschaftlich ein Bild ergeben, wie es in der Balkengrafik unten zu sehen ist.
In rot ist die ausbezahlte Marktprämie dargestellt (positive Marktprämie); in unserem Beispiel lag der Monatsmarktwert ab Juni 2018 beispielsweise durchgehend oberhalb des anzulegenden Wertes von 4 ct/kWh. Betrachtet man die Gesamtjahre 2017 und 2018, so wiesen immerhin 11 von 24 Monaten einen Monatsmarktwert über 4 ct/kWh auf. Kalkulatorisch wird im dargestellten Beispiel dann zwar keine Marktprämie ausbezahlt, der Erzeuger behält jedoch den gesamten Marktwert, welcher über dem anzulegenden Wert liegt. Für den Zeitraum Juni bis Dezember 2018 bedeutete dies zum Beispiel eine rund ein Drittel höhere mittlere Vergütung aus dem Strommarkt als durch den fiktiven 4 ct/kWh Zuschlag. Dieses Beispiel illustriert das Upside-Potenzial aus dem Strommarkt, welches bereits für PV-Analgen innerhalb des EEG realisierbar ist.
Der Blick in die Zukunft
Um bereits heute das zukünftige Upside-Potenzial für PV-Neubauprojekte mit einer Betriebsdauer von 25-30 Jahre in den EEG-Gebotspreis einzubeziehen, ist es notwendig einen Blick auf die kommenden Jahre zu werfen und die Zusatzerlöse neben der Auktionsvergütung zu analysieren. Gleiches gilt natürlich für Investoren, die sich aus dem Ausschreibungsregime des EEG gänzlich verabschieden und alleine am Strommarkt ihr Glück suchen.
Neben einer belastbaren Strommarktmodellierung zum Zweck der Erlösprognose ist es dabei wichtig, die weitere Entwicklung der Kosten und des mengenmäßigen Zubaus von PV-Freiflächenanlagen zu analysieren. Nur so kann eine Abschätzung der zukünftigen Entwicklungen erfolgen und vor allem quantifiziert werden.
Neben der Einpreisung des Potenzials in den Gebotspreis, ist insbesondere die Bewertung der zukünftigen Marktwerte für „Merchant-Projekte“ relevant, da diese sich allein durch den erzielten Marktwert finanzieren müssen.
Werkzeuge zur Bewertung
Für die energiewirtschaftliche Herleitung und Bewertung zukünftig zu erzielender Strommarkterlöse bietet sich das „Erlösgutachten PV“ an. Dieses stellt eine wichtige Ergänzung zum bekannten Ertragsgutachten dar. Es betrachtet zukünftige Strompreise auf Stundenbasis und bewertet damit eine ebenfalls stundenscharfe Zeitreihe für die standortspezifische PV-Stromerzeugung. Das Ergebnis ist eine stundenscharfe Erlösprognose in € (siehe 2. Grafik unten). Die Projektbeteiligten haben auf dieser Grundlage die Möglichkeit, bereits vor der Investitionsentscheidung bzw. der Gebotsabgabe die zukünftigen Erlöse fundiert zu bewerten.
Atlanten für die Bewertung des künftigen Marktwerts
Ein weiteres Tool zur Bewertung der zukünftigen Marktwerte sind Marktwertatlanten, die für viele unterschiedliche historische Wetterjahre den standortspezifischen Marktwert und die Differenz zum Referenzmarktwert ausweist (siehe beispielsweise www.pv-marktwertatlas.de). Der Atlas steht im elektronischen Kartenformat zur Verfügung, so dass für jeden beliebigen Standort, sowie für verschiedene Neigungswinkel und Ausrichtungswinkel eine historische oder zukünftige Marktwertdifferenz bestimmt werden kann. Durch Variation von Wetterjahren wird zusätzlich ein Korridor berechnet, mit dem der Nutzer Schwankungsbreiten und Risiken abschätzen kann.
Die hier beschriebenen Werkzeuge zur Analyse zukünftiger (Mehr-)erlöse für PV-projekte aus dem Strommarkt stellen zudem die Grundalge zur Bewertung langfristiger Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPA) dar. Diese werden zwischen Stromerzeugern und Abnehmern – entweder Großverbrauchern oder Stromhändlern – geschossen. Sie bieten dem Projekt eine langfristige finanzielle Planungssicherheit, die Voraussetzung für eine Bankenfinanzierung ist. Mit dem Vehikel eines PPA lassen sich dann auch außerhalb einer staatlichen Förderung „Merchant Projekte“ realisieren, wie die Entwicklung anderer europäischer PV-Märkte wie beispielsweise Spanien und Italien zeigt. Die Erwartung ist, dass solche Projekte absehbar auch im deutschen PV-Markt Einzug halten werden.
Zum Thema PV-Strommarkterlöse veranstaltet enervis einen Tagesworkshop in Berlin am 21.2.2019. Weitere Infos hier.
Stundenscharfe Erlösprognose in Euro
